火力发电机组深度调峰研究
摘要：近年来，风电、光伏等新能源装机比例不断提高，电力系统调峰能力严重削弱，电网辅助调峰服务需求不断增加。作为调峰辅助服务的主要承担者，火力发电机组的调峰能力能否充分发挥作用至关重要。
关键词：火力发电机组；深度调峰；大数据
前言
新能源大规模接入给电网的调峰调频等带来了极大挑战，例如2017年，河北南网统调最大负荷34570MW，出现在7月20日，同比增长5.84%；年度最小负荷11800MW，同比增长14.56%。2018年，河北南网统调负荷最低点首次出现在农历初一中午，春节当日负荷曲线午后大幅低于凌晨，通过安排3台机组启停调峰、纯凝机组深度调峰、供热机组压降出力、4台机组抽水蓄能等手段，才保障了风、光等新能源的全额消纳，大量新能源并网同时也降低了电网转动惯量。
1火电厂参与辅助服务策略
火电厂参与调峰辅助服务时，针对电网不同的调峰要求，尤其是正常调峰与有偿调峰的临界点设置、不同档的报价以及报价上下限设置等重要参数，电网会根据调峰实际需求及调峰能力进行调整，火电机组也要随时根据调整后的参数进行边际效益分析。在此，建议火电机组积极做好调峰辅助服务准备的同时，采取如下策略。
a）.当目前调峰矛盾不是特别明显时，深度调峰需求不是特别大，各电源企业进行火电灵活性改造时，应适度控制投资规模，同时，为防止后期调峰能力过剩，竞争过度，不宜大面积蜂拥而上，应有序进行。
b）.投油调峰成本较高，为降低投油调峰成本，可以通过煤种变化、掺烧或增加等离子点火系统等措施来实现机组的深度调峰。
c）.调峰需求最大的时段集中在节假期，在非节假日的小风天，仅需要火电机组参与基本调峰的阶段，火电机组尽量在系统收益最大的调峰幅度下运行。
d）.未进行火电灵活性改造和热电解耦措施的热电联产机组，在供热期间，应充分利用热网及建筑物的热惯性，应在低谷或系统调峰最困难时间即调峰补偿价格和分摊价格很高之前提前供热，而在低谷到来之时不供热或少供热，以便最大限度参与系统调峰，获得最大调峰收益。
e）.由于实行电力调峰辅助服务以后，政策变化较大，报价机制复杂，由此带来的最优运行方式需要通过经济效益分析对比来得到，经济运行部门应及早熟悉运营规则，并建立相关计算模型。
2深度调峰操作
2.1准备阶段
接调度预发有深度调峰计划（一般提前8h）后，深度调峰长时间低负荷，烟温逐渐降低，会造成脱硝系统催化剂失效，甚至退出运行。因此，对各受热面要降低吹灰频率，从而来提高烟温。检查锅炉启动系统处于热备用状态。为防止深度调峰过程中锅炉出现燃烧不稳的情况，试投AB层油枪和CD层微油枪正常，必要时投油；以及等离子系统试拉弧正常。及时切除调峰机组的供热，切至冷备用状态。对于汽机高、低加危急疏水调阀活动良好、无卡涩。投入1C电泵倒暖，启动前检查完成，具备启动条件。确认机组冷再至轴封管路保持备用。空预器吹灰汽源切至辅汽，并通知检修就地调节吹灰压力至正常。
2.2减负荷阶段
1000MW机组深度调峰的探讨 发表时间：2018-09-13T09:04:45.707Z 来源：《河南电力》2018年7期作者：顾小星张磊徐海燕左伟伟 [导读] 本文通过对某厂1000MW机组深度调峰过程中的一些难点进行分析，并结合当前国内深度调峰的新技术 顾小星张磊徐海燕左伟伟 （国电江苏电力有限公司谏壁发电厂江苏镇江 212006） 摘要：本文通过对某厂1000MW机组深度调峰过程中的一些难点进行分析，并结合当前国内深度调峰的新技术，探讨了适合某厂实际的设备改造，以及运行调整的优化。以便在今后深度调峰过程中使用，并可供同类型机组进行参考。 关键词：1000MW；深度调峰；稳燃；脱硝SCR；运行调整 引言 近几年，随着江苏电网内风电、光伏等新能源装机容量的增加，同时区域外受电大幅提高，江苏电网日常运行中负荷的峰谷差日益增大，给电网的调度带来了极大的困难。为缓解电网的调差矛盾，江苏电网调度中心对燃煤机组的调峰能力在原50%额定出力的基础上提出新的要求：2018年底前江苏省内300MW及以上统调燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力的40%。 1 机组简介 某厂#13/14锅炉为上海锅炉厂生产的超超临界直流锅炉，型号为SG—3040/27.56—M538。单炉膛塔式布置形式、一次中间再热、四角切圆燃烧、摆动喷嘴调节、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、采用机械刮板捞渣机固态排渣的锅炉。 汽轮机为上海汽轮机厂引进德国西门子技术设计制造的组合积木块式，超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排气、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，型号N1023-26.25/600/600（TC4F）。 发电机为上海汽轮发电机有限公司引进的西门子技术，生产的型号为THDF-125/67型汽轮机直接拖动、隐极式、二级、三相同步汽轮发电机。冷却方式为水氢氢，采用机端自并励静止励磁。 2深度调峰过程中难点的分析与探讨 2.1深度调峰的要求 江苏电力调度控制中心下发了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范》对深度调峰提出了具体要求：1、机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。2、机组能够确保不影响供热。3、调峰深度：第一档，40%额定出力及以下；第二档，35%额定出力及以下；第三档，30%额定出力及以下。 2.2深度调峰过程中难点的分析 2.2.1深度调峰过程中锅炉的稳燃 由于深度调峰时随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况愈发恶劣，以及制粉系统发生故障，很容易发生锅炉的燃烧不稳。严重时，锅炉灭火保护动作，锅炉MFT。为保证锅炉燃烧稳定，可采取以下措施： 1、深度调峰时，尽量使用相对高热值的煤。 2、发生制粉系统故障（给煤机跳闸、给煤机断煤等），或燃烧不稳时，立即投入油枪。 3、尽可能的提高磨煤机出口温度、降低磨煤机出口一次风速以及提高旋转分离器的转速。 4、控制好氧量，合理调整一、二次风配比。 5、尽可能的减少锅炉本体漏风。 2.2.2深度调峰过程中锅炉的‘干态’与‘湿态’运行 由于深度调峰时炉膛的热负荷低，水冷壁吸热偏差变大，水动力循环差等，使中间点过热度相对偏低。若遇到干扰（如给煤机/磨煤机跳闸、给煤机断煤等），锅炉就有可能由‘干态’转至‘湿态’运行。为保持锅炉的‘干态’运行，可采取以下措施： 1、强化炉膛燃烧，控制好水煤比，减少水冷壁的吸热偏差。 2、发生给煤机跳闸、给煤机断煤等故障，立即投入油枪。 3、可降低机组真空，或开大冷再对外供热，以增加锅炉热负荷。 4、在深度调峰时将高、低压旁路参与调节，以增加锅炉的热负荷，而发电机的电负荷满足调峰需求。 5、进入‘湿态’时，注意调整分疏箱水位，防止受热面进水。 6、分疏箱水位正常后，开启启动循环泵，进行回收，减小热水的排放。 2.2.3深度调峰过程中脱硝SCR的运行 由于深度调峰过程中随着燃料的逐渐减少，炉膛温度逐渐降低，脱硝SCR入口烟温下降，而其运行最佳温度308-420℃。若烟温过低运行，耗氨量将增加，并可导致预热器堵塞加剧。 正常机组负荷500MW以上脱硝SCR投入运行。而按照新要求，深度调峰时脱硝SCR必须运行。因此，可进行相应的设备改造。目前，国内机组提高脱硝SCR入口烟温的方法有：省煤器加装再循环管路、省煤器加装烟气旁路、省煤器分级布置、增加#0高压加热器（利用西门子汽轮机的补气阀）。结合国内相关机组改造后的使用情况，以及投资成本的考虑，认为在省煤器加装再循环管路的改造最为经济，且在使用中操作简便。 2.2.4深度调峰过程中给水泵的运行 深度调峰过程中由于给水量的减少，导致给水泵的转速下降。转速小于2900r/min，会导致给水泵遥控切除，造成给水量波动，而给水量过低，锅炉MFT动作。转速低，还会导致其排汽温度升高。为了能够保持给水泵转速大于2900r/min，可进行以下调整。 当机组负荷500MW时将一台给水泵小机汽源切至辅汽运行。开启再循环或将给水切旁路运行。转速偏低时，可适当提高主蒸汽压力、并关小给水旁路调门。必要时，可停用一台给水泵。 2.2.5深度调峰过程中汽动引风机（汽引）的运行 深度调峰时由于汽引的进汽与排汽压差小，做功能力下降，导致汽引的转速较低。转速低会影响炉压的控制，同时影响对外供热。
广西xxxxxxxx东电厂机组深度调峰运行处置预案 编写日期：年月日审核日期：年月日批准日期：年月日 编制日期：2015年02月27日
机组深度调峰运行处置预案 为确保机组深度调峰期间，锅炉低负荷工况下安全稳定运行，防止发生锅炉灭火事故，结合本厂实际，特制定本预案。 一、机组深度调峰运行注意事项 1、接到机组深度调峰指示后，立即对锅炉油枪（微油枪、大油枪）进行试验，有缺陷立即联系维护处理。维护处理后验收时，必须再次试验油枪着火正常。 2、机组深度调峰期间以稳定锅炉燃烧为第一要务，其它指标控制应在保证锅炉稳燃的基础上方可适当考虑。 3、机组负荷降至低负荷时（70MW），应投入微油点火系统，保证至少有三个角微油枪稳定运行，发现微油枪着火变差，应立即分析原因，联系维护清理油枪或调整助燃风等措施保证微油枪着火正常。 4、如微油枪不能保证三个角着火正常，则可根据锅炉燃烧情况投入相应大油枪稳燃。 5、为防止大量冷风进入炉内影响锅炉燃烧，低负荷运行时，将未投运的燃烧器助燃风风门关小到10%左右。 6、锅炉低负荷运行时，不允许吹灰，防止锅炉灭火。 二、机组低负荷运行控制措施 （一）机组调峰降负荷 接到机组深度调峰指示，值长应中调值班员加强沟通，尽可能争取得到机组总负荷在150MW以上运行。 1、总负荷≥150MW时，机组负荷分配---两台机组各带75MW以上。 （1）接到中调调度员令机组调峰、总负荷降至150MW时，即按规程规定进行操作，机组负荷90MW以下按1MW/min速率缓慢降负荷，直至目标值。 （2）降负荷停磨煤机时应优先保留下层磨运行以确保可以投入微油枪，应尽量避免燃烧器隔层投运；无特殊情况严禁A+D磨运行的方式。 （3）在机组降负荷过程中，应严密监视汽包水位、锅炉火检信号，确保锅炉稳定运行；控制好锅炉汽温、汽压下降速率，避免汽温、汽压大幅波动。 （4）机组负荷降到80MW以下，为稳定锅炉燃烧，投入所有可运行的微油枪
电调〔2017〕198号 江苏电力调度控制中心关于印发《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范 （试行）》的通知 各统调电厂、江苏方天电力技术有限公司： 近年来，我省风电、光伏新能源装机规模不断增加，同时整体受电规模也大幅提升，电网调峰矛盾日益突出。 为缓解我省出现的调差缺口矛盾，提升统调机组调峰能力，江苏电力调度控制中心在总结我省首批深度调峰工作基础上，制定了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范（试行）》（见附件），现予以印发并提出以下工作要求： 1.坚持目标导向，原则上要求2018年底前全省30万千瓦及以上统调公用燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力40%
的要求。 2.各电厂应高度重视机组深度调峰能力建设，尽快落实机组改造计划和资金，加快推进机组调峰能力改造。 3.请方天公司认真履行深度调峰机组试验技术监督工作要求，严格审核试验相关报告，并将结果报江苏电力调度控制中心。 江苏电力调度控制中心 2017年12月15日（此件发至收文单位本部）
江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范 (试行) 第一章总则 第一条为规范发电机组深度调峰技术标准，促进江苏电网发电机组调峰能力提升，参照国家和行业现行有关技术标准，结合江苏实际，制定本技术规范。 第二条本规范适用于江苏电网统调公用燃煤发电机组。 第二章技术要求 第三条机组深度调峰的基础要求：机组在保证安全稳定运行前提下，满足以下要求： （一）机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准要求。 （二）机组能够确保不影响供热要求。 （三）调峰深度要求：调峰深度分三档，最低出力等级要求为40% Pe及以下。 Pe：机组额定出力； P：机组出力。
火电机组深度调峰控制技术 发表时间：2017-06-13T11:56:38.163Z 来源：《电力设备》2017年第6期作者：陈亭[导读] 火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。 （贵州黔东电力有限公司贵州镇远县 557700） 摘要：随着社会的发展以及时代的进步，我们国家近几年的经济水平有了很大程度的提升，在实际的发展过程当中人们对于社会当中各个行业的发展提出了更高的要求。就电力行业的发展来说，其在近几年的发展当中取得了长足的进步。但是电力市场需求量的进一步增加，让电力企业的电力生产以及电力传输受到了极大程度的冲击。火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。藉此，本文对调峰控制技术进行了简要的研究。 关键词：火电机组；深度调峰；控制技术 1 引言 随着我们国家经济的进一步发展，人民的生活水平有了很大程度的提升。在现阶段的发展过程当中，我国电网装机容量逐渐增加，这在一定程度之上促进了我们国家的电网结构进一步改革。第一产业用电量的逐渐降低与二三产业用电量的逐渐增加使得电网峰谷差进一步扩大。基于此种现象，火电机组参与调峰工作成为了一种必然现象。因此，对火电机组深度调峰控制技术的研究有着鲜明的现实意义。 2 国内外研究现状 2.1国内研究现状 随着我们国家额的电网峰谷差逐渐扩大，原有电力结构表现出的适应性问题受到了社会各界的广泛关注。现阶段我们国家的蓄能电站所占全国的比例为2%。与基本要求10%之间仍然相差较多。就我们国家的华中电网来说，其面临的调峰形势十分严峻。为了可以更好的解决现阶段额的调峰问题，华中电网提出通过建完善的电力系统来达到最终的目的。目前东中部电网提出了建立风抽水电形式的调峰电源，以解决所面临的发展问题。 2.2国外研究现状 现阶段全世界都在面临着同样的一个问题那就是资源短缺。所以一系列的新型的可再生发电项目出现在了人们视野当中，但是新型电力生产为电网的调峰问题带来了新的挑战。为了可以进一步解决这个问题，各个国家都做出了积极的应对。例如日本的东京电力公司在实际的建设过程当中应用了超临界压力35万千瓦的机组。法国作为一个核电大国，通过优化电站结构，建立抽水蓄能电站来解决调峰问题。 3 影响火电机组深度调峰的主要因素 3.1煤质特性的影响 就火力发电来说，其机组在进行深度调峰的过程当中，所具有的最低负荷往往是锅炉的最低稳燃负荷所决定的。而锅炉的最低稳燃负荷在实际的工作过程当中往往又是由煤质特性所决定的。基于现阶段我们国家的能源动力基本来源于劣质煤。并且因为近几年的经济市场较为复杂，煤价变动较大，所以也使得电厂在实际的生产过程当中，煤质特性波动问题也十分严重。出于对最低稳燃负荷考虑，在实际的应用过程当中应该进一步控制煤的质量。 3.2水动力工况的安全性 当电力系统当中的火力发电机组参与到实际的调峰过程当中，这个时候锅炉的运行会处于飞符低负荷运行状态。而低负荷的运行会使炉内的火焰充满程度逐渐下降，这也就是低负荷下锅炉膛受热不均的主要原因。而当锅炉膛的受热不均匀的时，水冷壁当中的各个循环管路的水流量分配也会不均匀。最终将会导致水循环的速度发生偏差，从而发生水循环倒流以及水循环停滞等问题。 3.3制粉系统的影响 制粉系统是电力系统当中的一个重要组成部分，其在实际生产当中的应用作用是为锅炉输送干燥的煤粉。在这个系统当中，因为煤质特性发生了变化，所以很可能出现漏媒等问题。由于长期运行，煤粉长期冲刷煤粉管道，造成煤粉管道变薄，或者加装衬板后，由于间隙的存在，也会造成漏煤。不仅会导致磨煤机电耗增加，也会影响到机组的安全经济运行。 3.4汽轮机末级叶片的安全性 整个火电机组在实的低负荷运行过程当中，因为蒸的流量将会进一步降低，所以动叶片根部会出现汽流脱离的问题，最终将会形成水蚀。水蚀是一种将会对叶片气动性造成影响的现象，最终将会是汽轮机产生应力集中问题，叶片截面面积减小也是这种原因所造成的现象。最终使得整个机组安全性出现问题。 在实际的生产过程当中，机组当中的末级叶片颤振问题将会时常发生。而过小的通流量将会直接增加设计工况的偏离效率，最终形成卡门涡街的现象。所以在对设备型号选择的过程当中，应该主要选择设计上最为合适的叶片流型，以及冲角不敏的叶片。这样就可以可以在极大程度之上增加叶片的反动度。而低压缸当中应用到的喷雾装置是为了进一步控制温度，从而达到降低水蚀影响的目的。采用以上多种方法可以有效的避免水蚀和颤振，这样就为汽轮机的运行提高了安全保障。 3.5 运行人员水平的影响 在实际的运行与维护过程当中运行人员水平也会直接影响到调峰。在实际的工作过程当中，运行人员需要时刻保持一个清醒的思维。并需要严格的准守相关操作的规章制度。为了可以保证在调峰的过程当中可以保证机组的安全，则需要对其实际的运行管理方法进行规划。以求在调峰过程当中各个设备可以合理的进行运行。运行人员应该具备做好炉膛灭火的事故预想的充分准备，防止在以外发生时出现混乱，造成事故的恶化。对于分层投运的燃烧器，集中供二次风，避免分散，优化运行氧量。磨煤机及燃烧器投运尽可能均匀、对称。 并且在实际的调峰过程当中为了可以进一步避免调峰过程当中出现不良的后果，所以在进行工作之前还需要对整个机组调峰进行网调沟通，以此为基础进一步完善工作的合理性，网调是整个电力系统当中的重要组成部分，也是整个电力系统的大脑所在，其实际应用需要进一步进行完善，以维护工作人员与其合理调度过程当中的科学性与规范性，达到二者之间的无缝对接。 4 结论 本文以上内容立足于火电机组深度调峰控制技术的基本表现，对其在实际过程当中所受到的外界因素影响进行了简要的研究。通过对深度调峰控制技术的应用进一步促进我们国家电力行业的发展。虽然在实际的应用过程当中，这种技术发挥的作用是十分明显，但是相关的技术人员仍然需要对其进行进一步的完善，以保障技术应用的高效性与便捷性。
机组深度调峰应对措施 从11月6日开始，由于元董线作业负荷受限，我公司仅保留两台机组运行，目前计划保留#2、#4机组，尖峰时段两台机组平均负荷400MW，低谷期间两台机组平均负荷250MW，为保证深度调峰时机组的安全、稳定运行，特制订以下措施： 一、应对调峰的措施与准备： 1、深度调峰期间，#2机组代负荷300 MW，#4机组代负荷200 MW。 2、#2机组代负荷300 MW，保持5台磨运行，不投油；#4机组代负荷200 MW，保持3台磨运行，A磨切为等离子方式，原则上不投油，实际操 作过程中，根据燃烧状况决定是否投油。 3、#2机组负荷减至320 MW时，由热工人员解除“汽泵最小流量再循环门 2RL13S001不开延时1.5秒跳汽泵”条件，并就地强制开启汽泵最小流 量再循环门2RL13S001，锅炉给水主调节器切手动控制，防止给水扰动。 4、#2机组深度调峰结束，加负荷至380 MW，联系热工人员关闭汽泵最小 流量再循环门2RL13S001，跳泵保护暂不恢复。 5、#4机组负荷低于350 MW，开启辅汽供小汽机电动门1/2以上。 6、#4机组280 MW时，卸载一台汽泵，解除汽包水位保护；负荷减至200MW 时，尽量保证下层三台相邻磨运行。 7、#4机组深度调峰结束，加负荷至330 MW，联系热工人员恢复汽包水位 保护，锅炉保持5台磨运行。 8、深度调峰期间，轻油系统保持备用，将燃油压力、温度调整合格。运行 分厂11月5日、6日安排时间对#2、#4炉油枪进行试验。 9、鉴于目前#4炉#1给煤机、#2给煤机变频器频繁跳闸，热工、电气相关 人员对#1给煤机、#2给煤机变频器进行全面检查，制粉相关人员对#1 给煤机、#2给煤机本体进行全面检查，检查结果于11月3日上报生产 技术部。 10、热工、电气相关人员对#4炉#1给煤机、#2给煤机电机及变频器裕度 进行论证，根据检查结果决定是否提高变频器过流跳闸定值，论证结果 于11月4日上报生产技术部。
火力发电机组深度调峰研究 摘要：近年来，风电、光伏等新能源装机比例不断提高，电力系统调峰能力严重削弱，电网辅助调峰服务需求不断增加。作为调峰辅助服务的主要承担者，火力发电机组的调峰能力能否充分发挥作用至关重要。 关键词：火力发电机组；深度调峰；大数据 前言 新能源大规模接入给电网的调峰调频等带来了极大挑战，例如2017年，河北南网统调最大负荷34570MW，出现在7月20日，同比增长5.84%；年度最小负荷11800MW，同比增长14.56%。2018年，河北南网统调负荷最低点首次出现在农历初一中午，春节当日负荷曲线午后大幅低于凌晨，通过安排3台机组启停调峰、纯凝机组深度调峰、供热机组压降出力、4台机组抽水蓄能等手段，才保障了风、光等新能源的全额消纳，大量新能源并网同时也降低了电网转动惯量。 1火电厂参与辅助服务策略 火电厂参与调峰辅助服务时，针对电网不同的调峰要求，尤其是正常调峰与有偿调峰的临界点设置、不同档的报价以及报价上下限设置等重要参数，电网会根据调峰实际需求及调峰能力进行调整，火电机组也要随时根据调整后的参数进行边际效益分析。在此，建议火电机组积极做好调峰辅助服务准备的同时，采取如下策略。 a）.当目前调峰矛盾不是特别明显时，深度调峰需求不是特别大，各电源企业进行火电灵活性改造时，应适度控制投资规模，同时，为防止后期调峰能力过剩，竞争过度，不宜大面积蜂拥而上，应有序进行。 b）.投油调峰成本较高，为降低投油调峰成本，可以通过煤种变化、掺烧或增加等离子点火系统等措施来实现机组的深度调峰。 c）.调峰需求最大的时段集中在节假期，在非节假日的小风天，仅需要火电机组参与基本调峰的阶段，火电机组尽量在系统收益最大的调峰幅度下运行。 d）.未进行火电灵活性改造和热电解耦措施的热电联产机组，在供热期间，应充分利用热网及建筑物的热惯性，应在低谷或系统调峰最困难时间即调峰补偿价格和分摊价格很高之前提前供热，而在低谷到来之时不供热或少供热，以便最大限度参与系统调峰，获得最大调峰收益。 e）.由于实行电力调峰辅助服务以后，政策变化较大，报价机制复杂，由此带来的最优运行方式需要通过经济效益分析对比来得到，经济运行部门应及早熟悉运营规则，并建立相关计算模型。 2深度调峰操作 2.1准备阶段 接调度预发有深度调峰计划（一般提前8h）后，深度调峰长时间低负荷，烟温逐渐降低，会造成脱硝系统催化剂失效，甚至退出运行。因此，对各受热面要降低吹灰频率，从而来提高烟温。检查锅炉启动系统处于热备用状态。为防止深度调峰过程中锅炉出现燃烧不稳的情况，试投AB层油枪和CD层微油枪正常，必要时投油；以及等离子系统试拉弧正常。及时切除调峰机组的供热，切至冷备用状态。对于汽机高、低加危急疏水调阀活动良好、无卡涩。投入1C电泵倒暖，启动前检查完成，具备启动条件。确认机组冷再至轴封管路保持备用。空预器吹灰汽源切至辅汽，并通知检修就地调节吹灰压力至正常。 2.2减负荷阶段
火电机组深度调峰控制技术 摘要：随着社会的发展以及时代的进步，我们国家近几年的经济水平有了很大 程度的提升，在实际的发展过程当中人们对于社会当中各个行业的发展提出了更 高的要求。就电力行业的发展来说，其在近几年的发展当中取得了长足的进步。 但是电力市场需求量的进一步增加，让电力企业的电力生产以及电力传输受到了 极大程度的冲击。火电机组是现阶段电力系统当中的一个常见组成部分，而调峰 控制技术是维护地电力生产以及安全运输的重要手段。藉此，本文对调峰控制技 术进行了简要的研究。 关键词：火电机组；深度调峰；控制技术 1 引言 随着我们国家经济的进一步发展，人民的生活水平有了很大程度的提升。在 现阶段的发展过程当中，我国电网装机容量逐渐增加，这在一定程度之上促进了 我们国家的电网结构进一步改革。第一产业用电量的逐渐降低与二三产业用电量 的逐渐增加使得电网峰谷差进一步扩大。基于此种现象，火电机组参与调峰工作 成为了一种必然现象。因此，对火电机组深度调峰控制技术的研究有着鲜明的现 实意义。 2 国内外研究现状 2.1国内研究现状 随着我们国家额的电网峰谷差逐渐扩大，原有电力结构表现出的适应性问题 受到了社会各界的广泛关注。现阶段我们国家的蓄能电站所占全国的比例为2%。与基本要求10%之间仍然相差较多。就我们国家的华中电网来说，其面临的调峰 形势十分严峻。为了可以更好的解决现阶段额的调峰问题，华中电网提出通过建 完善的电力系统来达到最终的目的。目前东中部电网提出了建立风抽水电形式的 调峰电源，以解决所面临的发展问题。 2.2国外研究现状 现阶段全世界都在面临着同样的一个问题那就是资源短缺。所以一系列的新 型的可再生发电项目出现在了人们视野当中，但是新型电力生产为电网的调峰问 题带来了新的挑战。为了可以进一步解决这个问题，各个国家都做出了积极的应对。例如日本的东京电力公司在实际的建设过程当中应用了超临界压力35万千 瓦的机组。法国作为一个核电大国，通过优化电站结构，建立抽水蓄能电站来解 决调峰问题。 3 影响火电机组深度调峰的主要因素 3.1煤质特性的影响 就火力发电来说，其机组在进行深度调峰的过程当中，所具有的最低负荷往 往是锅炉的最低稳燃负荷所决定的。而锅炉的最低稳燃负荷在实际的工作过程当 中往往又是由煤质特性所决定的。基于现阶段我们国家的能源动力基本来源于劣 质煤。并且因为近几年的经济市场较为复杂，煤价变动较大，所以也使得电厂在 实际的生产过程当中，煤质特性波动问题也十分严重。出于对最低稳燃负荷考虑，在实际的应用过程当中应该进一步控制煤的质量。 3.2水动力工况的安全性 当电力系统当中的火力发电机组参与到实际的调峰过程当中，这个时候锅炉 的运行会处于飞符低负荷运行状态。而低负荷的运行会使炉内的火焰充满程度逐 渐下降，这也就是低负荷下锅炉膛受热不均的主要原因。而当锅炉膛的受热不均
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/452147722.html, 330MW机组深度调峰的技术措施及运行注意事项 作者：杨建涛 来源：《中国科技博览》2018年第05期 [摘要]面对电网峰谷差的逐年增大，尤其新能源装机所占比重逐年加大，火电厂必然要进行深度调峰（负荷≤30%额定负荷）。马莲台发电厂330MW机组积极参与120MW的调峰，最低负荷甚至到100MW。通过一段时间来的调峰运行得到了宝贵的运行经验。 [关键词]330MW火电厂；深度调峰；技术措施；注意事项 中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）05-0268-01 前言在宁夏地区，火电与风电、光伏等新能源装机比例约为3：2，由于风电、光伏等新 能源调峰能力弱，火电仍然是调峰的主力。火电在负荷高峰期就要全力发电，低谷时就要自己来调峰，有时机组是50%发电，更有停机调峰之情况。由于电网容量的日渐增大，单靠中小型机组的调峰满足不了要求，特别是满足不了低谷负荷调节。加之能源监管机构对“弃风率”、“弃光率”的限制，必须保证风电、光伏发电的利用小时数，火电厂的40%至30%的深度调峰势在必行。以宁夏马莲台发电厂330MW机组为例（亚临界、一次中间再热、单轴，三缸双排气、凝汽式汽轮机，固态排渣前后墙对冲，亚临界自然循环汽包锅炉，蒸汽发电、水内冷发电机），对深度调峰存在的问题及相关控制措施进行阐述。 1 深度调峰对汽轮机的影响及控制措施 （1）在负荷很低的情况下，经过低压转子的蒸汽流量减小，不足以带走蒸汽做功时产生和积累的热量，末级动叶的根部就产生较大的负反动度，进而造成蒸汽回流，效率的降低和叶片根部出汽端水刷。有时甚至可能出现不稳定的漩涡，使叶片因承受不稳定的激振力而颤振。控制措施：解决方法是从结构上着手，如改进动叶冲角，增加末级叶片的宽度，采用拱形围带和Z形拉筋，改进低压缸通流部分的动静面积比。（2）对于中间再热型机组，低负荷时主汽温与再热汽温的温差将增大，高、中压两个进汽相邻的温度梯度过大将产生较大的热应力，导致缸温差增大。控制措施：负荷低于150MW后，应及时切除汽轮机至单阀状态，同时可以适当压关高加抽汽电动门.锅炉侧则合理调节锅炉燃烧，通过改变制粉系统运行方式及二次风门 配比等措施，调平主汽温与再热气温偏差。（3）低负荷时低压缸排气温度将上升。如果需要采用喷水减温时，喷雾水有可能在非完全汽化或喷水位置不当等情况下造成低压缸叶片受侵蚀。控制措施：可以通过其他方式，如增加凝汽器真空等降低低压缸排气温度，尽量不用喷水减温。如需喷水，要确认装置能够正确运行。（4）低负荷时给水加热器疏水压差很小，容易发生疏水系统不畅和汽蚀。因此要备有正确检测异常的手段和相应的保护措施。控制措施：采用有凝结水加热器补充水的办法来防止疏水管道和设备的汽蚀。（5）深度调峰还会使汽机喷
1000MW机组深度调峰的探讨 摘要：本文通过对某厂1000MW机组深度调峰过程中的一些难点进行分析，并 结合当前国内深度调峰的新技术，探讨了适合某厂实际的设备改造，以及运行调 整的优化。以便在今后深度调峰过程中使用，并可供同类型机组进行参考。 关键词：1000MW；深度调峰；稳燃；脱硝SCR；运行调整 引言 近几年，随着江苏电网内风电、光伏等新能源装机容量的增加，同时区域 外受电大幅提高，江苏电网日常运行中负荷的峰谷差日益增大，给电网的调度带 来了极大的困难。为缓解电网的调差矛盾，江苏电网调度中心对燃煤机组的调峰 能力在原50%额定出力的基础上提出新的要求：2018年底前江苏省内300MW及 以上统调燃煤发电机组调峰深度达到机组额定出力的40%。 1 机组简介 某厂#13/14锅炉为上海锅炉厂生产的超超临界直流锅炉，型号为SG— 3040/27.56—M538。单炉膛塔式布置形式、一次中间再热、四角切圆燃烧、摆动 喷嘴调节、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、采用机械刮板捞渣机固态排 渣的锅炉。 汽轮机为上海汽轮机厂引进德国西门子技术设计制造的组合积木块式，超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排气、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，型号N1023-26.25/600/600（TC4F）。 发电机为上海汽轮发电机有限公司引进的西门子技术，生产的型号为THDF- 125/67型汽轮机直接拖动、隐极式、二级、三相同步汽轮发电机。冷却方式为水 氢氢，采用机端自并励静止励磁。 2深度调峰过程中难点的分析与探讨 2.1深度调峰的要求 江苏电力调度控制中心下发了《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范》对深度调峰提出了具体要求：1、机组的环保设施正常运行，机组排放满足标准 要求。2、机组能够确保不影响供热。3、调峰深度：第一档，40%额定出力及以下；第二档，35%额定出力及以下；第三档，30%额定出力及以下。 2.2深度调峰过程中难点的分析 2.2.1深度调峰过程中锅炉的稳燃 由于深度调峰时随着燃料的逐渐减少，锅炉内温度的逐渐降低，燃烧工况 愈发恶劣，以及制粉系统发生故障，很容易发生锅炉的燃烧不稳。严重时，锅炉 灭火保护动作，锅炉MFT。为保证锅炉燃烧稳定，可采取以下措施： 1、深度调峰时，尽量使用相对高热值的煤。 2、发生制粉系统故障（给煤机跳闸、给煤机断煤等），或燃烧不稳时，立 即投入油枪。 3、尽可能的提高磨煤机出口温度、降低磨煤机出口一次风速以及提高旋转 分离器的转速。 4、控制好氧量，合理调整一、二次风配比。 5、尽可能的减少锅炉本体漏风。 2.2.2深度调峰过程中锅炉的‘干态’与‘湿态’运行 由于深度调峰时炉膛的热负荷低，水冷壁吸热偏差变大，水动力循环差等，使中间点过热度相对偏低。若遇到干扰（如给煤机/磨煤机跳闸、给煤机断煤等），
机组深度调峰探讨 摘要：2013年下半年，由于河南电网用电量增长缓慢，电网装机容量增长较快，在网运行机组按照电网调度命令超常规调峰，负荷低于50%调峰的频次和时间加长，甚至个别时段深度达到65%的调峰，在深度调峰期间，机组运行积极性严重下降，运行工况严重化，威胁设备安全。 关键词：深度调峰技术措施注意事项 本文以作者所在的大唐安阳发电厂#9、10机组为例，探讨深度调峰的相关技术措施。 深度调峰定义 深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式；深度调峰的负荷范围超过该电厂锅炉最低稳燃负荷以下；目前河南电网深度调峰幅度在60%MCR左右。 机组参与深度调峰运行时设备的不安全因素 调节阀切换时易造成轴承振动增大，为避免此现象的发生，机组必须先进行充分暖机，使汽缸膨胀均匀、转子充分加热。若转子出现较大的应力时，不允许增加机组负荷，应保持稳定负荷进行暖机。其次，调节阀切换时应尽量在调节阀开度较大，负荷较高时进行确保调节级受力均匀。 机组由定压运行切换到滑压运行以及减负荷较快时，机组负向轴向位移增加。 机组参与深度调峰运行时，除氧器压力较低，造成汽置泵入口压力较低，有效汽蚀余量偏低，易造成汽置泵汽蚀。引起汽置泵轴向推力变化，易造成串轴现象。 由于汽轮机各段抽汽压力较低，会引起加热器疏水不畅，各加热器水位出现报警。主机轴温和轴位移发生变化。 由于炉膛热负荷较低，送入炉膛燃烧量减少，热风温度降低，以及炉内过量空气系数相对较多，使得炉膛热负荷和炉温降低，燃烧稳定性降低。 300MW机组参与低负荷100MW调峰运行时，因煤粉浓度的制约，必须2台磨煤机运行，因此跳停磨煤机或给煤机对机组的安全运行威胁较大，如处理不当将导致锅炉全火焰丧失(MFT)。为此，要进一步提高设备的可靠性，必须加强对辅机可靠性状态的分析和管理。
关于近期机组深度调峰的临时规定 一、两台机组负荷曲线为50万 1、退出两台机组的给水流量低断水保护，人为闭锁炉水泵的启动； 2、压负荷曲线的上限运行，保持单机负荷在25.5—26万之间； 3、严密监视锅炉分离器的出口过热度，调整煤水比，保持微过热度运行； 4、调整好两台汽泵的再循环流量，防止出现抢水现象； 5、加强对给水流量的监视和调整，严密监视水冷壁温度，防止出现给水流量低的情况； 6、出现全部给水泵跳闸的紧急情况，立即手动紧急停炉； 7、增加磨煤机的烟煤侧给煤机出力，减少无烟煤侧给煤机出力，严密监视锅炉火焰燃烧情况，根据具体情况可以投油助燃； 8、根据磨煤机的出力情况可以考虑2台制粉系统运行； 9、加强对一次风机振动的监视，合理调整一次风压，防止失速现象的发生。 二、两台机组负荷曲线为40万 1、压负荷曲线的上限运行，#2机组负荷减至15—16万，#1机组负荷减到25.5—26万； 2、#1机组按“两台机组负荷曲线为50万”的规定执行； 3、#2机组退出给水流量低断水保护； 4、#2机组的汽机主控投手动控制；
5、#2机组投入D磨微油小油枪，退出一台制粉系统，保持C、D 磨运行； 6、#2机组根据锅炉火焰的燃烧情况，增加磨煤机的烟煤侧给煤机出力，减少无烟煤侧给煤机出力，C层磨根据具体情况可以投油助燃； 7、#2机组加强对煤水比的调整，严密监视锅炉过热汽温度，防止出现低温； 8、#2机组加强给水流量的的监视和合理调整，防止出现主给水流量低，储水箱水位低导致炉水泵跳闸的情况，并尽量减少锅炉分离器的排水量； 9、#2机组出现全部给水泵跳闸的紧急情况，立即手动紧急停炉； 10、#2机组调整好两台汽泵的再循环流量，防止出现抢水现象，负荷20万，退出一台汽泵运行； 11、#2机组负荷20万及时调整高加疏水，确保高加的正常投运； 12、加强对一次风机振动的监视，合理调整一次风压，防止失速现象的发生。
1000MW机组深度调峰总结 2015年06月21日，夜班。端午节期间，本班按照调度负荷命令进行深度调峰。01:43接调度命令全厂负荷减至600MW，其中2号机组减负荷至200MW，06:56调峰结束，2号机组加负荷至500MW，投入AGC运行。整个调峰期间，机组参数稳定，较为顺利完成这次深度调峰降负荷操作。 一、调峰前准备工作 调峰前上个班已完成相关主要准备工作: 1、完成锅炉油枪试投工作。主要试投2B、2C、2E、2F层油枪，存在缺陷已联系检修人员处理。 2、开启主蒸汽管道、再热蒸汽管道疏水手动门，高压管导汽管疏水手动门，高压缸内缸疏水手动门，#1、#2、#3高加抽汽管道疏水手动门等疏水手动门。 3、开启两台机组辅汽联箱联络手动门。 4、开启锅炉储水箱溢流阀暖管管路，对溢流阀暖阀。 5、开启辅汽至小机汽源电动门，对辅汽汽源管道暖管。 6、开启锅炉疏水泵冷却水手动门。 二、操作过程 1、01:43得令：2号机组减负荷至200MW。2号机组退出AGC 减负荷至450MW，就地缓慢开启辅汽至2B小机电动门，将2B小机汽源切换为辅汽供汽，辅汽至2A小机电动门保持在20%左右。
2、减负荷至400MW阶段。减负荷过程中投入2F层微油枪运行，机组负荷400MW左右时退出CCS，转入TF控制方式。手动调节锅炉给水流量，降低2A汽泵的转速，开大2A汽泵再循环调门，将锅炉给水流量切换为2B汽泵完全供给，逐渐退出2A汽泵运行。 3、减负荷至300MW阶段。逐渐降低燃料量和水量，缓慢减负荷。优先降低2E磨煤机煤量，保持底层磨煤机煤量适当。根据燃烧情况投入2C层部分油枪运行，本次深度调峰2C层投入了4支油枪。当2E磨煤机具备停运条件时，选取适当时机停运。减负荷至350MW 以下时注意控制锅炉分离器出口过热度，准备将锅炉转入湿态运行。当机组负荷减至320MW左右时开启贮水箱溢流阀电动门，此时控制好锅炉给水流量，逐渐降低煤量，缓慢将锅炉转入湿态运行（未启动炉水循环泵运行）。转入湿态运行时注意贮水箱溢流阀开度变化，及时对凝汽器进行补水，调整好除氧器水位。并及时启动锅炉疏水泵控制冷凝水箱水位。 4、负荷接近200MW阶段。在湿态稳定运行一段时间后，继续降低燃料量，降低机组负荷，同时调节锅炉给水流量控制贮水箱溢流阀的开度，尽量减小溢流阀开度，但也不宜保持过小。减负荷至300MW以下时注意#2高加的水位，当#2高加水位持续上升，不能完成正常疏水时，及时通过#2高加事故疏水保持水位正常。减负荷过程中通过调整2B给水泵再循环和转速满足锅炉给水流量要求，同时保持小机处于较为合适的转速。 5、负荷200MW稳定运行阶段。主要运行参数：主汽压11.4MPa，
摘要：随着装机容量的不断增加，电网负荷的峰谷差的也在不断增大，单靠水电、抽水蓄能发电、300MW机组等已不能满电网足调峰需求，600MW超临界机组也需要承担调峰任务，有时需要调峰至200MW。深度调峰时，机组偏离设计值较大，机组效率下降严重，为了解深度调峰下机组的经济指标，对600MW机组在深度调峰下进行了机、炉联合试验，得到机组实际的各项经济指标。 关键词：600MW机组；深度调峰；供电煤耗；最低稳燃负荷；装机容量文献标识码：A 中图分类号：TM621 文章编号：1009-2374（2015）04-0129-02 DOI：10.13535/https://www.doczj.com/doc/452147722.html,ki.11-4406/n.2015.0345 1 概述 最近几年，河南省装机容量飞速增长。至2014年年底，河南省电网统调装机约6500万kW。同时，一批高参数大容量国产火电机组相继建成投产，目前，河南省已有20余台600MW 级超临界火电机组，总容量超过1300万kW，在全省上网机组中占有很大比例。 据统计，2014年河南省火电机组负荷率平均不到70%，特别是在深夜电网负荷低谷时，机组有很大的调峰需求，单靠水电、抽水蓄能发电机组、300MW以下机组已不能满足电网调峰需求，因此，600MW超临界机组也需要承担调峰任务，有时需要调峰至200MW。由于在机组设计时，考虑的是设备处于基本负荷状态运行，机组效率最佳值也是基于此设计计算，但是深度调峰时设备工况、工质参数偏离设计值，负荷越低，偏离的程度越大，机组效率下降程度越严重。因此，发电企业十分关心机组在200～300MW深度调峰工况下的供电煤耗，在200～300MW负荷时机组参数偏离正常工况太多，根据正常工况推算出的煤耗必然会偏离实际煤耗，为此需要通过现场试验来确定。 2 深度调峰试验情况 2.1 机组概况 鹤壁丰鹤发电有限责任公司#1锅炉采用东方锅炉股份有限公司生产，型号DG-1900/27.02-Ⅱ4的单炉膛、一次再热、固态排渣、全悬吊结构Π型超临界参数变压直流炉。锅炉采用前后墙对冲燃烧方式，前后墙各布置三层，共24只低NOx旋流煤粉燃烧器。制粉系统采用正压直吹式系统，由两台一次风机（动叶可调轴流式）提供介质流动动力，磨煤机采用北京电力设备总厂的ZGM113G型中速辊式磨煤机，采用动静组合分离器，液压加载磨辊，另配有两台密封风机为系统提供密封风。风烟系统配有两台动叶调节轴流式送风机、两台静叶调节轴流式引风机。空气预热器为三分仓回转式空气预 热器。 汽轮机为东方电气集团东方汽轮机厂制造，型号N600-24.2/566/566，是超临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。高、中压缸采用分缸结构，低压缸为对称分流式。机组热力系统采用单元制方式，共设有八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。 2.2 煤耗试验 本次试验中，机组进行隔离后呈单元制状况运行，发电机功率、高厂变功率、高公变功率用现场功率计测量。由试验测得的各项功率以及锅炉、汽轮机性能试验结果，计算煤耗如表1所示。 表1 煤耗率计算结果汇总表 项目单位 300MW 250MW 200MW 试验热耗率 kJ/kWh 8154.31 8413.31 8682.09 修正后热耗率 kcal/kWh 8239.84 8523.36 8803.72 发电机出口功率 MW 300.75 249.98 198.49
1 值长令：#1机组深度调峰系统投运 2 联系热工退出锅炉以下保护：一次风量低于110Km3/h、总风量小于25%、床温低于600℃MFT动作保护 3 投入旁路系统，增加凝汽器供热量 4 稍开(140010LCD20AA001)#1机凝结水至疏水扩容器减温水总手动门3-4圈 5 打开(140010LBB13AA404)#1机低压旁路出口管路疏水一次门 6 打开(140010LBB13AA407)#1机低压旁路出口管路疏水二次门 7 查(140010LBB13AA004)#1机低旁出口至凝汽器电动门全开 8 打开(140010LBB13AA410)#1机低压旁路出口至凝汽器电动门前疏水至疏扩一次门 9 稍开(140010LBB13AA411)#1机低压旁路出口至凝汽器电动门前疏水至疏扩二次门，开3圈 10 稍开(140010LBB13AA401)#1机低旁甲侧进汽电动门前疏水手动门，开2圈 11 稍开(140010LBB13AA402)#1机低旁乙侧进汽电动门前疏水手动门，开2圈 12 打开(140010LBB13AA405)#1机低压旁路进汽管道疏水电动门 13 稍开(140010LBA14AA403)#1机高旁电动门后疏水至疏扩二次门，开4圈 14 稍开(140010LBA14AA402)#1机高旁电动门后疏水至疏扩一次门，开2圈 15 稍开(140010LBA14AA404)#1机高旁电动门前疏水至疏扩二次门，开4圈 16 稍开(140010LBA14AA401)#1机高旁电动门前疏水至疏扩一次门，开4圈 17 稍开(140010MAN10AA401)#1机高压旁路门后启动放水一次门，开2圈 18 稍开(140010MAN10AA402)#1机高压旁路门后启动放水二次门，冒汽即可 19 高旁电动调节门后温度180℃以上时，高旁路系统可以投入 20 打开(140010LCE30AA003)#1机凝结水至低旁三级减温器调节门后手动门 21 打开(140010LCE30AA002)#1机凝结水至低旁三级减温器调节门 22 打开(140010LCE30AA001)#1机凝结水至低旁三级减温器调节门前电动门 23 打开(140010LBB13AA001)#1机低压旁路甲侧入口管道电动门 24 打开(140010LBB13AA002)#1机低压旁路乙侧入口管道电动门 25 调整(140010MAP10AA101)#1机低压旁路压力调节阀 26 打开(140010LCE20AA001)#1机凝结水至低旁减温器电动门 27 调整(140010LCE20AA101)#1机凝结水至低旁减温器电动调节门，控制低旁后温度不超过120℃ 28 #1机低压旁路压力调节阀开至60%以上时，仍然满足不了供热量，则投入高旁系统 29 打开(140010LBA14AA001)#1机高压旁路装置入口电动门 30 调整(140010MAN10AA101)#1机高旁压力调节阀 31 稍开(140010LAE10AA003)#1机给水至高旁减温水手动门 32 打开(140010LAE10AA001)#1机高旁减温水电动门 33 调整(140010LAE10AA101)#1机高旁减温水电动调节门 34 机组目标负荷45MW，炉侧最终调整参数如下： 35 一次风量120--130Km3/h，一次风电机频率35--37Hz，入口挡板开度30-50% 36 停运一台二次风机，控制风机出口压力2kPa左右，二次风量20--30Km3/h，床上油枪二次风母管挡板关至20%，上下二次风左右侧调节门共4个关至10-15% 37 二次风压力必须确保给煤机出口不返烟、不烧红（二次风热风出口压力大于炉膛中部压力）
xx电厂两台机组深度调峰运行方案 一、编制目的 由于电网负荷需求量较低，且光伏发电占比较大，接省调通知我厂4月6日、7日11:00-15:00时段，机组进行深度调峰，在深度调峰期间机组最低负荷为50MW，为确保机组安全可靠运行，特制订本运行方案。 二、编制依据 《xx电厂集控运行规程》2017-11版 三、适用范围 xx电厂#1、2机组 四、组织措施 发电部成立应急小组，应急小组人员由发电部管理人员组成。 组长：xx 成员：xx 五、应急小组职责 1、负责制定机组深度调峰期间机组运行方案。 2、协助值长指导现场安全生产运行。 3、机组深度调峰期间，应急小组成员必须赶往生产现场，在值长的统一指挥下，完成各项生产任务。 4、根据生产现场人员组成情况，合理安排专业技术过
硬的职工加班，确保机组深度调峰期间安全稳定运行。 六、运行方案 （一）前期准备工作： 1、调整A细碎机间隙，控制入炉煤颗粒度低于正常筛分； 2、对煤场存煤进行分段取样化验，确保锅炉低负荷段燃煤发热量在4000Kcal/Kg左右; 3、利用机组高负荷段加强对锅炉床料的置换，提高一次风量至19万Nm3/h，风室压力13Kpa左右，关小下二次风小风门及后墙上二次风小风门至20-30%开度，提高二次风压至8Kpa以上，加强床料扰动，保证大颗粒底渣顺利排出； 4、4月6日、7日夜班最后一遍加仓时，停止石灰石颗粒掺配，通过石灰石粉调整污染物排放； 5、加强与物资部及石灰石粉供应商的联系，确保石灰石粉料位在7米以上； 6、对启动锅炉进行试点火，并将启动锅炉油箱补满，确保启动锅炉处于良好热备用状态； 7、对供油泵进行试启，打油循环至#1、#2炉0米燃油平台，确保供油泵处于良好热备用状态； 8、将#1、#2机轴封供汽切至辅汽供； 9、4月6日、7日夜班0点、3点、6点进行锅炉吹灰，早班9点进行锅炉吹灰，跟带低负荷期间锅炉原则上不进行